KONWERSATORIUM PLATFORMA TECHNOLOGICZNA SMART SMART GRID GRID

Transkrypt

1 KONWERSATORIUM PLATFORMA TECHNOLOGICZNA SMART SMART GRID GRID CIĄGŁOŚĆ DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ ORAZ JEJ JEJWPŁYW NA NA ROZLICZENIA ZA ZA ŚWIADCZONE USŁUGI DYSTRYBUCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ PRZEZ PRZEDSIĘBIORSTWA SIECIOWE Marek Gała Politechnika Częstochowska, Wydział Elektryczny Kraków, maja maja 2017

2 Wprowadzenie Zgodnie z art. 9c. ust. 2 pkt 1) i 2) oraz art. 9c ust. 3 pkt 1) i 2) ustawy - Prawo energetyczne operatorzy systemu elektroenergetycznego zobowiązani i są do prowadzenia ruchu sieciowego w sposób efektywny,, przy zachowaniu wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej i jakości jej dostarczania. Obowiązujące przepisy rozporządzenia systemowego nie uwzględniają w sposób kompleksowy okoliczności występowania zapadów oraz wzrostów napięcia,, jak również nie definiują wskaźników charakteryzujących częstość ich występowania oraz częstość występowania przerw przemijających. Zaburzenia te mają jednak bezpośredni i wyjątkowo istotny wpływ na prawidłową pracę odbiorników energii elektrycznej, szczególnie wszelkiego rodzaju urządzeń energoelektronicznych, komputerowych oraz układów sterowania i regulacji r oraz na bezpieczeństwo związane z użytkowaniem tych urządzeń (np. w ochronie onie zdrowia, transporcie, etc.) i zapewnienie ciągłości realizacji procesów technologicznych. t Ich występowanie jest w niewielkim stopniu przewidywalne i najczęściej związane ze zjawiskami występującymi poza instalacją samego odbiorcy.

3 Zmiany wartości skutecznej napięcia wartość napięcia w % UN wzrosty zapady odchylenia napięcia w górę odchylenia napięcia w dół wahania napięcia 5 1 min 1 s 3 min 12 godz 24 godz czas trwania przerwa przemijająca przerwa krótka przerwa długa przerwa bardzo długa przerwa katastrofalna Zapady napięcia (ang. voltage dips, voltage sag) stanowią nagłe zmniejszenie napięcia w sieci elektroenergetycznej poniżej określonej wartości progowej j (zakończone powrotem napięcia do wartości bliskiej lub równej wartości początkowej. Czas trwania zapadu wynosi od ponad 10 ms do 1 minuty.

4 Podział przerw wg rozporządzenia systemowego: - przerwy planowane - wynikające z programu prac eksploatacyjnych sieci elektroenergetycznej; czas trwania tej przerwy jest liczony od momentu m otwarcia wyłącznika do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej; - przerwy nieplanowane - spowodowane wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej, przy czym czas trwania tej przerwy jest liczony od momentu uzyskania przez przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej informacji o jej wystąpieniu do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej. Każda przerwa planowana, o której odbiorca nie został powiadomiony we właściwej formie jest traktowana jako przerwa nieplanowana. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I III i VI dopuszczalny czas trwania jednorazowej przerwy planowanej i nieplanowanej w dostarczaniu energii elektrycznej oraz dopuszczalny łączny czas trwania w ciągu roku kalendarzowego wyłączeń planowanych i nieplanowanych określa umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji albo umowa kompleksowa.

5 Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych IV i V dopuszczalny czas trwania: - jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej nie może przekroczyć w przypadku: - przerwy planowanej - 16 godzin, - przerwy nieplanowanej - 24 godzin; - przerw w ciągu roku stanowiący sumę czasów trwania przerw jednorazowych długich i bardzo długich nie może przekroczyć w przypadku: - przerwy planowanej - 35 godzin, - przerwy nieplanowanej - 48 godzin.

6 Zgodnie z ww. rozporządzenia operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, w terminie do dnia 31 marca każdego roku, podaje do publicznej wiadomości przez zamieszczenie na swojej stronie internetowej następujące wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej wyznaczone dla poprzedniego roku kalendarzowego: - wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (SAIDI,, ang. System Average Interruption Duration Index), wyrażony w minutach na odbiorcę na rok,, stanowiący sumę iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców narażonych na skutki tej przerwy w ciągu roku podzieloną przez łączną ł liczbę obsługiwanych odbiorców; - wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich (SAIFI, ang. System Average Interruption Frequency Index), stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich tych przerw w ciągu roku podzieloną oną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców; - wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich (MAIFI,, ang. Momentary Average Interruption Frequency Index), stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw krótkich w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców.

7 Wskaźniki SAIDI i SAIFI wyznacza się oddzielnie dla przerw planowanych i nieplanowanych z uwzględnieniem przerw katastrofalnych oraz bez uwzględnienia tych przerw. Należy podkreślić, iż ww. wskaźniki charakteryzujące czas trwania a przerw w dostarczaniu energii elektrycznej do jej odbiorców nie uwzględniają występowania zapadów napięcia oraz przerw przemijających. Występowanie tych zdarzeń nie jest zatem w żaden sposób ograniczone obowiązującymi regulacjami, a mają one jednak szczególnie niekorzystny i bezpośredni wpływ na prawidłową pracę odbiorników energii elektrycznej zwłaszcza wrażliwych urządzeń elektronicznych, energoelektronicznych układów sterowania oraz systemów komputerowych. Analizę występowania zapadów napięcia oraz przerw w zasilaniu ułatwiają odpowiednie zestawienia tabelaryczne bądź charakterystyki graficzne klasyfikujące poszczególnego rodzaju zdarzenia w funkcji m.in. czasu ich trwania, np. zgodnie z zaleceniami EPRI (Electrical Power Research Institute).

8 Zgodnie z ww. rozporządzenia operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w terminie do dnia 31 marca każdego roku, podaje do publicznej wiadomości przez zamieszczenie na swojej stronie internetowej następujące wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, wyznaczone dla poprzedniego roku kalendarzowego: - wskaźnik energii elektrycznej niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny (ENS,, ang. Energy Not Supplied), wyrażony w MWh na rok, stanowiący sumę iloczynów mocy niedostarczonej wskutek przerwy i czasu trwania tej przerwy, obejmujący przerwy krótkie, długie i bardzo długie z uwzględnieniem przerw katastrofalnych i bez uwzględnienia tych przerw; - wskaźnik średniego czasu trwania przerwy w systemie przesyłowym elektroenergetycznym (AIT,, ang. Average Interruption Time), wyrażony w minutach na rok, stanowiący iloczyn liczby 60 i wskaźnika energii niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny (ENS) podzielony przez średnią moc c dostarczaną przez system przesyłowy elektroenergetyczny wyrażoną w MW; średnia moc dostarczana przez system przesyłowy elektroenergetyczny stanowi energia elektryczna dostarczona przez ten system w ciągu roku wyrażona w MWh podzielona przez liczbę godzin w ciągu roku (8 760 h); - SAIDI, SAIFI, MAIFI.

9 Ciągłość dostaw energii elektrycznej w krajach Europy Od wielu lat w Unii Europejskiej trwają prace mające na celu monitorowanie stanu poprawy ciągłości dostaw energii elektrycznej do jej odbiorców. Działaniom tym przewodzi Rada Europejskich Regulatorów Energii (CEER, The Council of European Energy Regulators) ) zrzeszająca regulatorów energetyki z krajów UE. Do głównych zadań CEER należy rozwój konkurencyjnego jednolitego rynku energii i gazu w Europie oraz wymiana informacji i kreowanie najlepszych praktyk pomiędzy europejskimi organami regulacyjnymi. Wybrane wyniki badań porównawczych na podstawie CEER 6th Benchmarking Report on the Quality of Electricity and Gas Supply. Council of European Energy Regulators, Brussels 2016.

10 Czas trwania przerw nieplanowanych w ciągu roku z uwzględnieniem zdarzeń nadzwyczajnych [1]

11 Czas trwania przerw nieplanowanych w ciągu roku z uwzględnieniem zdarzeń nadzwyczajnych (zakres: min./rok) [1]

12 Liczba przerw nieplanowanych w ciągu roku z uwzględnieniem zdarzeń nadzwyczajnych [1]

13 Liczba przerw nieplanowanych w ciągu roku z uwzględnieniem zdarzeń nadzwyczajnych (zakres: 0-3 przerw/rok) [1]

14 Czas trwania przerw planowanych w ciągu roku [1]

15 Czas trwania przerw planowanych w ciągu roku (zakres: min./rok) [1]

16 Liczba przerw planowanych w ciągu roku [1]

17 Liczba przerw planowanych w ciągu roku (zakres: 0-1 przerw/rok) [1]

18 Zestawienie wskaźników charakteryzujących czas trwania oraz częstość występowania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej dla poszczególnych OSD SAIDI [min] SAIFI OSD planowane planowane + katastrofalne nieplanowane nieplanowane + katastrofalne planowane planowane + katastrofalne nieplanowane nieplanowane + katastrofalne MAIFI Liczba odbiorców TAURON Dystrybucja S.A. 164,63 b.d. 197,51 199,78 0,88 b.d. 3,07 3,08 3, PGE Dystrybucja S.A. 196,02 196,02 318,09 334,50 0,84 0,84 3,70 3,72 3, Energa Operator S.A. 83,70 b.d. 221,10 225,10 0,43 b.d. 3,39 3,39 4, ENEA Operator S.A. 133,09 b.d. 356,25 374,68 0,57 b.d. 4,49 4,50 2, RWE Stoen Sp. z o.o. 16,04 16,50 58,92 59,73 0,1494 0,1499 1,268 1,2691 0, Rok 2012 SAIDI [min] SAIFI OSD planowane planowane + katastrofalne nieplanowane nieplanowane + katastrofalne planowane planowane + katastrofalne nieplanowane nieplanowane + katastrofalne MAIFI Liczba odbiorców TAURON Dystrybucja S.A. 159,69 b.d. 192,90 196,16 0,76 b.d. 2,98 2,99 2, PGE Dystrybucja S.A. 184,14 184,14 315,93 343,37 0,72 0,72 3,77 3,80 3, Energa Operator S.A. 71,10 b.d. 235,70 283,90 0,42 b.d. 2,92 2,95 5, ENEA Operator S.A. 127,39 b.d. 353,50 415,33 0,51 b.d. 4,18 4,21 2, RWE Stoen Sp. z o.o. 18,30 19,17 74,60 76,89 0,1285 0,1285 1,4681 1,4737 0, Rok 2013

19 Zestawienie wskaźników charakteryzujących czas trwania oraz częstość występowania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej dla poszczególnych OSD SAIDI [min] SAIFI OSD planowane planowane + katastrofalne nieplanowane nieplanowane + katastrofalne planowane planowane + katastrofalne nieplanowane nieplanowane + katastrofalne MAIFI Liczba odbiorców TAURON Dystrybucja S.A. 104,73 b.d. 150,18 151,06 0,62 b.d. 2,74 2,74 3, PGE Dystrybucja S.A. 194,62 194,62 241,58 279,46 0,70 0,70 3,25 3,27 3, Energa Operator S.A. 58,40 b.d. 198,30 203,70 0,39 b.d. 3,14 3,15 7, ENEA Operator S.A. 106,09 b.d. 219,43 223,49 0,47 b.d. 3,21 3,21 1, RWE Stoen Sp. z o.o. 19,05 19,05 60,78 64,03 0,1588 0,1588 1,2945 1,2978 0, Rok 2014 SAIDI [min] SAIFI OSD planowane planowane + katastrofalne nieplanowane nieplanowane + katastrofalne planowane planowane + katastrofalne nieplanowane nieplanowane + katastrofalne MAIFI Liczba odbiorców TAURON Dystrybucja S.A. 69,42 b.d. 207,35 238,67 0,46 b.d. 3,08 3,10 3, PGE Dystrybucja S.A. 158,89 158,89 272,16 283,17 0,7 0,7 4,01 4,02 5, Energa Operator S.A. 46,40 b.d. 213,80 239,40 0,34 b.d. 3,08 3,09 9, ENEA Operator S.A. 110,12 b.d. 372,70 410,03 0,51 b.d. 5,35 5,36 5, RWE Stoen Sp. z o.o. 14,26 14,26 62,81 66,03 0,17 0,17 1,31 1,31 0, Rok 2015

20 Zestawienie wskaźników charakteryzujących czas trwania oraz częstość występowania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej dla poszczególnych OSD SAIDI [min] SAIFI OSD planowane planowane + katastrofalne nieplanowane nieplanowane + katastrofalne planowane planowane + katastrofalne nieplanowane nieplanowane + katastrofalne MAIFI Liczba odbiorców TAURON Dystrybucja S.A. 59,38 b.d. 137,68 137,94 0,40 b.d. 2,55 2,55 3, PGE Dystrybucja S.A. 119,41 119,41 252,05 281,90 0,61 0,61 3,86 3,88 8, Energa Operator S.A. 50,80 b.d. 166,10 177,00 0,33 b.d. 2,49 2,50 8, ENEA Operator S.A. 103,32 b.d. 184,31 185,98 0,59 b.d. 3,53 3,54 5, RWE Stoen Sp. z o.o.* 12,55 12,55 58,30 61,40 0,13 0,13 0,88 0,89 0, * Od dnia 2 września 2016 r. RWE Stoen Sp. z o.o. zmieniła nazwę na innogy Stoen Operator Sp. z o.o. Rok 2016

21 planowane nieplanowane z uwzględnieniem przerw katastrofalnych TAURON Dystrybucja S.A. 59,38 137,94 PGE Dystrybucja S.A. ENERGA Operator S.A. 50,80 119,41 177,00 281,90 TAURON Dystrybucja S.A.: 197,32 min. PGE Dystrybucja S.A.: 401,31 min. ENERGA Operator S.A.: 227,80 min. ENEA Operator S.A.: 289,30 min. RWE Stoen Sp. z o.o.: 73,95 min. ENEA Operator S.A. 103,32 185,98 SAIDI: 272,00 min. RWE Stoen Sp. z o.o. 12,55 61, SAIDI [min] planowane nieplanowane z uwzględnieniem przerw katastrofalnych TAURON Dystrybucja S.A. 30,1% 69,9% PGE Dystrybucja S.A. ENERGA Operator S.A. ENEA Operator S.A. 29,8% 22,3% 35,7% 70,2% 77,7% 64,3% SAIDI: przerwy planowane + przerw nieplanowane z uwzględnieniem przerw katastrofalnych; rok 2016 RWE Stoen Sp. z o.o. 17,0% 83,0% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Udział procentowy

22 planowane nieplanowane z uwzględnieniem przerw katastrofalnych TAURON Dystrybucja S.A. 0,400 2,550 PGE Dystrybucja S.A. ENERGA Operator S.A. 0,610 0,330 2,500 3,880 TAURON Dystrybucja S.A.: 2,95 PGE Dystrybucja S.A.: 4,49 ENERGA Operator S.A.: 2,83 ENEA Operator S.A.: 4,13 RWE Stoen Sp. z o.o.: 1,02 ENEA Operator S.A. 0,590 3,540 SAIFI: 3,47 RWE Stoen Sp. z o.o. 0,130 0,890 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 SAIFI planowane nieplanowane z uwzględnieniem przerw katastrofalnych TAURON Dystrybucja S.A. 13,6% 86,4% PGE Dystrybucja S.A. ENERGA Operator S.A. ENEA Operator S.A. 13,6% 11,7% 14,3% 86,4% 88,3% 85,7% SAIFI: przerwy planowane + przerw nieplanowane z uwzględnieniem przerw katastrofalnych; rok 2016 RWE Stoen Sp. z o.o. 12,7% 87,3% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Udział procentowy

23 TAURON Dystrybucja S.A. 3,49 PGE Dystrybucja S.A. 8,57 ENERGA Operator S.A. 8,39 ENEA Operator S.A. 5,80 RWE Stoen Sp. z o.o. 0, MAIFI Wartości wskaźnika MAIFI dla poszczególnych OSD w roku 2016 (MAIFI: 6,08)

24 TAURON Dystrybucja S.A. PGE Dystrybucja S.A. ENERGA Operator S.A. ENEA Operator S.A. RWE Stoen Sp. z o.o TAURON Dystrybucja S.A. PGE Dystrybucja S.A. ENERGA Operator S.A. ENEA Operator S.A. RWE Stoen Sp. z o.o. 5 SAIDI [min.] SAIFI Rok Rok TAURON Dystrybucja S.A. PGE Dystrybucja S.A. ENERGA Operator S.A. ENEA Operator S.A. RWE Stoen Sp. z o.o. 8 MAIFI Rok

25 Regulacja jakościowa Podstawowe założenia regulacji jakościowej: - zwrot z kapitału będzie określany iloczynem wartości regulacyjnej aktywów, stopy zwrotu z zainwestowanego kapitału oraz wskaźnika jakościowego i tzw. wskaźnika eksperckiego prezesa URE. - dotyczy pięciu największych OSD oraz będzie obejmować okres , - w 2017 roku zostanie przeprowadzona weryfikacja zastosowanych założeń oraz metod na kolejne lata, tj , 2020, - pierwsze rozliczenie roczne mające wpływ na przychód regulowany będzie uwzględnione w taryfie na 2018 r. - rozliczenia roczne z lat zostaną określone na podstawie następujących wskaźników: - SAIDI, - SAIFI, - Czas Realizacji Przyłączenia (CRP), - Czas Przekazywania Danych Pomiarowo-Rozliczeniowych (CPD), który zostanie wprowadzony do regulacji jakościowej od 2018 roku,

26 - w pierwszym okresie wartości wskaźników SAIDI i SAFI określane będą na podstawie zdarzeń na poziomie SN i WN począwszy od 2018 na poziomie nn. Etapy realizacji jakościowej: - określenie punktu startowego dla danego KPI (PS KPI ), - wyznaczenie celu końcowego dla 2020 r. (KPI 2020 ), -wyznaczenie celów rozliczeniowych dla poszczególnych lat okresu regulacji (KPI ), (KPI ), - wyznaczenie poziomu przedziału neutralnego dla poszczególnych lat t okresu regulacji (Pn ), Pn KPI ), - wyznaczenie maksymalnego poziomu kary/premii dla poszczególnych lat okresu regulacji (Mk( , Mp ) Mk KPI 2016 Mp KPI 2016 Uwaga: W latach zostanie zastosowany wariant, w którym nie przewiduje się przyznawania premii.

27 Zarys procesu wdrażania i funkcjonowania regulacji jakościowej [7][ Punkt startowy PS 2015 SAIDI/SAIFI dla każdego OSD określony indywidualnie na podstawie wskaźników osiągniętych przez OSD w 2014 r. Cel końcowy dla wskaźników SAIDI oraz SAIFI w 2020 roku KPI 2020 punktu startowego PS PS 2015 SAIDI/SAIFI SAIDI/SAIFI jako jako 50%

28 Określenie celów końcowych KPI - dwa etapy: lata lata W t wskaźnik: dla 2018 roku wynosi - 0,6250, dla 2019 roku - 0,8125 oraz dla roku ,00 [min/odb.; liczba przerw /odb.].

29 Od 2018 roku zostanie wprowadzony podział terytorium kraju na 3 kategorie: - miasta na prawach powiatu (miasto na prawach powiatu zgodnie z klasyfikacją GUS), - miasta (miasto i gmina miejska (wykazane jako M oraz jako część miejska gminy miejsko-wiejskiej M-W), - wsie (gmina wiejska (wykazana jako G oraz jako część wiejska gminy miejskowiejskiej - M-W)). Wówczas też zostaną wprowadzone jednolite cele dla każdego OSD w ww. kategoriach obszarowych.

30 TAURON Dystrybucja S.A. PGE Dystrybucja S.A. ENERGA Operator S.A. planowane 58,40 104,73 194,62 nieplanowane z uwzględnieniem przerw katastrofalnych 203,70 151,06 279,46 SAIDI Rok 2014 TAURON Dystrybucja S.A.: 255,79 min. PGE Dystrybucja S.A.: 474,08 min. ENERGA Operator S.A.: 262,10 min. ENEA Operator S.A.: 329,58 min. RWE Stoen Sp. z o.o.: 83,08 min. ENEA Operator S.A. 106,09 223,49 SAIDI: 324,8 min. RWE Stoen Sp. z o.o. 19,05 64, SAIDI [min] planowane nieplanowane z uwzględnieniem przerw katastrofalnych TAURON Dystrybucja S.A. 59,38 137,94 Rok 2016 TAURON Dystrybucja S.A.: 197,32 min. PGE Dystrybucja S.A.: 401,31 min. ENERGA Operator S.A.: 227,80 min. ENEA Operator S.A.: 289,30 min. RWE Stoen Sp. z o.o.: 73,95 min. PGE Dystrybucja S.A. 119,41 281,90 SAIDI: 272,0 min. ENERGA Operator S.A. 50,80 ENEA Operator S.A. 103,32 RWE Stoen Sp. z o.o. 12,55 61,40 177,00 185,98 Zmiana względna TAURON Dystrybucja S.A.: -22,9 % PGE Dystrybucja S.A.: -15,3 % ENERGA Operator S.A.: -13,1 % ENEA Operator S.A.: -12,2 % RWE Stoen Sp. z o.o.: -11,0 % SAIDI [min] SAIDI: -16,3 %

31 TAURON Dystrybucja S.A. PGE Dystrybucja S.A. ENERGA Operator S.A. planowane 0,620 0,390 0,700 nieplanowane z uwzględnieniem przerw katastrofalnych 2,740 3,150 3,270 SAIFI Rok 2014 TAURON Dystrybucja S.A.: 3,36 PGE Dystrybucja S.A.: 3,97 ENERGA Operator S.A.: 3,54 ENEA Operator S.A.: 3,68 RWE Stoen Sp. z o.o.: 1,46 ENEA Operator S.A. 0,470 3,210 SAIFI: 3,52 RWE Stoen Sp. z o.o. 0,159 1,298 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 SAIFI planowane nieplanowane z uwzględnieniem przerw katastrofalnych TAURON Dystrybucja S.A. 0,400 2,550 Rok 2016 TAURON Dystrybucja S.A.: 2,95 PGE Dystrybucja S.A.: 4,49 ENERGA Operator S.A.: 2,83 ENEA Operator S.A.: 4,13 RWE Stoen Sp. z o.o.: 1,02 PGE Dystrybucja S.A. 0,610 3,880 SAIFI: 3,47 ENERGA Operator S.A. 0,330 ENEA Operator S.A. 0,590 RWE Stoen Sp. z o.o. 0,130 0,890 2,500 3,540 Zmiana względna TAURON Dystrybucja S.A.: -12,2 % PGE Dystrybucja S.A.: 13,1 % ENERGA Operator S.A.: -20,1 % ENEA Operator S.A.: 12,2 % RWE Stoen Sp. z o.o.: -30,0 % 0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 SAIFI SAIFI: -1,5 %

32 TAURON Dystrybucja S.A. PGE Dystrybucja S.A. ENERGA Operator S.A. 3,18 3,51 7,53 MAIFI Rok 2014 TAURON Dystrybucja S.A.: 3,18 PGE Dystrybucja S.A.: 3,51 ENERGA Operator S.A.: 7,53 ENEA Operator S.A.: 1,93 RWE Stoen Sp. z o.o.: 0,436 ENEA Operator S.A. 1,93 MAIFI: 3,72 RWE Stoen Sp. z o.o. 0, MAIFI TAURON Dystrybucja S.A. 3,49 Rok 2016 TAURON Dystrybucja S.A.: 3,49 PGE Dystrybucja S.A.: 8,57 ENERGA Operator S.A.: 8,39 ENEA Operator S.A.: 5,80 RWE Stoen Sp. z o.o.: 0,59 PGE Dystrybucja S.A. 8,57 MAIFI: 6,08 ENERGA Operator S.A. ENEA Operator S.A. RWE Stoen Sp. z o.o. 0,59 5,80 8,39 Zmiana względna TAURON Dystrybucja S.A.: 9,7 % PGE Dystrybucja S.A.: 144,2 % ENERGA Operator S.A.: 11,4 % ENEA Operator S.A.: 200,5 % RWE Stoen Sp. z o.o.: 35,3 % MAIFI MAIFI: 63,31 %

33 Sposób wyznaczania wartości wskaźników SAIDI i SAIFI - uwzględnia się przerwy będące skutkiem wszelkich wyłączeń w sieci WN i SN (planowane i nieplanowane), - zdarzeniem elementarnym jest zanik napięcia od strony SN na transformatorze SN/nN (również wyłączenie transformatora SN/nN na wszystkich trzech fazach po stronie nn lub wszystkich obwodów nn przy jednoczesnej obecności napięcia po stronie SN), - w przypadku przerw dotyczących tych samych odbiorców, oddzielonych czasem powrotu napięcia mniejszym niż 3 min. podlegają one połączeniu (scaleniu) w jedną przerwę - jeżeli sumaryczny czas jej trwania >3 min. SAIDI, SAIFI, - jeżeli sumaryczny czas jej trwania 3 min. MAIFI.

34 Dostarczanie energii Przerwa w dostarczaniu energii zidentyfikowane przez system SCADA 1 min. 1 min. t1 P1 P2 4 min. 2 min. 2 min. 5 min. <3 min. >3 min. P3 5 min. 4 min. >3 min. P4 P5 2 min. <3 min. t2 t3 t4 t5 t6 t7 t8 t9 t10 po dokonaniu scalenia PI 6 min. PII 5 min. PIII 2 min. t1 t4 t5 t6 Numer przerwy Symbol stacji Początek przerwy Koniec przerwy Czas trwania przerwy Ilość odbiorców P1 S1/TR1 t1 t2 4 min. N P2 S1/TR1 t3 t4 2 min. N P3 S1/TR1 t5 t6 5 min. N P4 S1/TR1 t7 t8 1 min. N P5 S1/TR1 t9 t10 1 min. N Numer przerwy Symbol stacji Początek przerwy Koniec przerwy Czas trwania przerwy Ilość odbiorców PI S1/TR1 t1 t4 6 min. N PII S1/TR1 t5 t6 5 min. N

35 zidentyfikowane przez system SCADA 1 min. 1 min. P1 4 min. 2 min. <3 min. t1 t2 t3 P2 5 min. 2 min. <3 min. P3 5 min. 4 min. >3 min. P4 1 min. P5 1 min. P6 2 min. t4 t5 t6 t7 t8 t9 t10 t11 t12 po dokonaniu scalenia PI 14 min. PII 4 min. t1 t6 t12 Numer przerwy Symbol stacji Początek przerwy Koniec przerwy Czas trwania przerwy Ilość odbiorców P1 S1/TR1 t1 t2 4 min. N P2 S1/TR1 t3 t4 5 min. N P3 S1/TR1 t5 t6 5 min. N P4 S1/TR1 t7 t8 1 min. N P5 S1/TR1 t9 t10 1 min. N P6 S1/TR1 t11 t12 2 min. N Numer przerwy Symbol stacji Początek przerwy Koniec przerwy Czas trwania przerwy Ilość odbiorców PI S1/TR1 t1 t6 14 min. N PII S1/TR1 t7 t12 4 min. N

36 Zwrot z zaangażowanego kapitału z uwzględnieniem regulacji jakościowej: Q t wpływ regulacji jakościowej na przychód regulowany w taryfie Z bazowe (t) kwota zwrotu z zaangażowanego kapitału PR bazowy (t) przychód regulowany skalkulowany na rok taryfowy t bez uwzględnienia wpływu regulacji jakościowej, f(saidi t-2 ), f(saifi t-2 ), f(crp t-2 ) funkcja wykonania danego wskaźnika w roku t-2; Maksymalny poziom kary (obniżenie przychodu regulowanego) nie może przekroczyć wartości określonej jako 2% PR bazowy(t) i jednocześnie wartości 15% kwoty zwrotu z kapitału w roku t.

37 Wysokość bonifikat za niedotrzymanie dopuszczalnych poziomów odchyleń napięcia od napięcia znamionowego W przypadku, gdy U 10%: ΔU wartość odchylenia napięcia od dopuszczalnych wartości granicznych ch odchyleń napięcia od napięcia znamionowego [%], A T ilość energii elektrycznej dostarczona odbiorcy w okresie doby, C T cena energii elektrycznej, o której mowa w art. 23 ust. 2 pkt 18 lit. b ustawy PE (za rok 2016: 169,70 zł/mwh). W przypadku, gdy U>10%: b rt rt ustalona w taryfie bonifikata za niedotrzymanie poziomu napięcia [zł za godzinę], t T łączny czas niedotrzymania poziomu napięcia w zakresie wartości granicznych odchyleń napięcia od napięcia znamionowego w okresie doby [godzinach].

38 Wysokość bonifikat w przypadku wystąpienia przerw w dostarczaniu energii elektrycznej Za każdą niedostarczoną jednostkę energii elektrycznej odbiorcy końcowemu przysługuje bonifikata w wysokości: 10 x C T w przypadku U N 1 kv, 5 x C T w przypadku U N > 1 kv. Ilość niedostarczonej energii elektrycznej w dniu, w którym miała miejsce przerwa w jej dostarczaniu, ustala się na podstawie poboru tej energii w odpowiednim dniu poprzedniego tygodnia z uwzględnieniem czasu dopuszczalnych przerw.

39 Podsumowanie 1. Jednym z podstawowych obowiązków operatorów sieci dystrybucyjnej oraz przesyłowej jest zapewnienie ciągłości zasilania oraz dostarczania energii elektrycznej o odpowiednich parametrach jakościowych, wśród których zasadnicze znaczenie mają przerwy w zasilaniu. 2. Obowiązujące przepisy rozporządzenia systemowego nie uwzględniają okoliczności występowania zapadów oraz wzrostów napięcia i nie definiują wskaźników charakteryzujących częstość ich występowania oraz częstość występowania przerw przemijających. 3. Zaburzenia te mają jednak bezpośredni i wyjątkowo istotny wpływ na prawidłową pracę odbiorników energii elektrycznej, szczególnie wszelkiego rodzaju urządzeń energoelektronicznych, komputerowych oraz układów sterowania i regulacji oraz na bezpieczeństwo związane z użytkowaniem tych urządzeń i zapewnieniem ciągłości procesów technologicznych. 4. Regulacja jakościowa oraz obowiązek wyznaczania i corocznego publikowania przez przedsiębiorstwa sieciowe wartości wskaźników SAIFI, SAIDI i MAIFI stanowią bodźce motywujące te przedsiębiorstwa do podejmowania działań mających na celu poprawę ciągłości dostarczania energii elektrycznej do jej odbiorców.

40 Literatura 1. CEER 6th Benchmarking Report on the Quality of Electricity and Gas Supply. Council of European Energy Regulators, Brussels Hanzelka Z.: Jakość dostawy energii elektrycznej. Zaburzenia wartości skutecznej napięcia, Kraków Jagieła K., Gała M., Rak J., Kępiński M.: Wybrane zagadnienia eksploatacji słupowych stacji transformatorowych średniego napięcia. Konferencja Naukowo-Techniczna "Zarządzanie Eksploatacją Transformatorów" Zakład Pomiarowo-Badawczy Energetyki "ENERGOPOMIAR-ELEKTRYKA", Wisła - Jawornik PN-EN 50160:2010: Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych 5. PN-EN :2011: Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) Metody badań i pomiarów Miernik migotania światła Specyfikacja funkcjonalna i projektowa 6. PN-EN : : Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) Część 4-30: Metody badań i pomiarów Metody pomiaru jakości energii 7. Regulacja jakościowa w latach dla Operatorów Systemów dystrybucyjnych (którzy dokonali, z dniem 1 lipca 2007 r., rozdzielenia działalności), URE, Warszawa, Wrzesień 2015 r. 8. Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 18 sierpnia 2011 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2011, nr 189, poz z późn. zm.) 9. Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. z 2007 r., nr 93, poz. 623 z późn. zm.) 10.Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. z 1997 r., nr 54, poz. 348 z późn. zm.) 11.Voltage Dip Evaluation and Prediction Tools. CIGRE TF C4.1.02, 2008

41 Dziękuję za za uwagę